Seminario ARIAE sobre Regulación del Sector Hidrocarburos Diseño del Mercado del Gas Natural en el Perú Raúl García Carpio Lima, Octubre de 2011.

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1 Seminario ARIAE sobre Regulación del Sector Hidrocarburos Diseño del Mercado del Gas Natural en el Perú Raúl García Carpio Lima, Octubre de 2011

2 Contenido Características del Gas Natural
El Proceso de Abastecimiento y Cadena del Negocio El Valor del Negocio y las Opciones de Explotación Organización y Competencia en la Industria Evolución de la Industria del Gas Natural en Estados Unidos La Industria del Gas Natural en el Perú Antecedentes El Proyecto de Camisea Diseño de Mercado Marco Regulatorio Evolución Reciente del Mercado Peruano Perspectivas Futuras

3 Características del Gas Natural (I)
Es una mezcla de hidrocarburos livianos (principalmente metano, etano y propano) que en condiciones de reservorio se encuentran en estado gaseoso o en disolución con el petróleo. El metano no requiere de plantas de refinación complejas para procesarlo y obtener productos comerciales. Los líquidos de gas natural son procesados en plantas de fraccionamiento donde se obtienen derivados como el GLP y gasolina natural. Tiende a expandirse al contacto con el medio ambiente, por lo cual su almacenamiento a gran escala no es económicamente viable y su transporte por ductos es costoso. El gas natural compite con otros combustibles (líquidos, carbón y electricidad) en la provisión de energía en diferentes segmentos económicos. Es una fuente de energía no renovable.

4 Características del Gas Natural (I)
Entre las principales características económicas que condicionan la organización de los mercados de gas natural están: Posibilidad de almacenamiento, aunque de forma limitada. La existencia de segmentos con características de monopolio natural (transporte y distribución. Mayores niveles de demanda pueden cambiar progresivamente esta configuración). La existencia de inversiones de alto riesgo (exploración) y costos hundidos e inversiones específicas. Posibilidad de competencia en segmentos como la explotación (múltiples cuencas) y diferentes formas de comercialización. Importante competencia con otros combustibles a nivel de clientes finales (generación eléctrica, consumo comercial y residencial).

5 Fuentes de Energía en Competencia con el Gas Natural
Características del Gas Natural (III) Fuentes de Energía en Competencia con el Gas Natural Electricidad Derivados del Petróleo Residencial y Comercial Hidroelectricidad Gas Natural Nafta Carbón Generación Eléctrica Química Derivados del Petróleo Industria Electricidad Carbón Derivados del Petróleo

6 Características del Gas Natural (IV)
Mercados Relevantes para el Gas Natural

7 Características del Gas Natural (I)
En el mercado mundial aún no es considerado un bien commodity: - No es susceptible de ser transado fluidamente en el mercado internacional. - Sus características no se encuentra estandarizadas. - No existe un mercado global de este producto (importancia de los mercado regionales). El mayor comercio del Gas Natural Licuefactado (LNG) generará en el futuro la conformación de un mercado mundial similar al del petróleo.

8 Proceso de Abastecimiento del Gas Natural (I)
Etapas: Exploración: fase previa altamente riesgosa (fallos de información). Explotación de Yacimientos: Actividad competitiva, aunque dependiendo de la abundancia de recursos puede estar concentrada en pocos operadores. Transporte y Distribución: Necesarias porque normalmente los yacimientos de gas natural son lejanos de los grandes centros de consumo. Estas redes exhiben características de monopolio natural, aunque el desarrollo de una red interconectada puede hacerlas más débiles.

9 Proceso de Abastecimiento del Gas Natural (II)
La característica más importante en esta industria es la prestación del suministro del gas mediante redes de abastecimiento (gaseoductos), diseñadas para atender a una diversidad de usuarios. Estas redes son exclusivas para el abastecimiento del combustible a través de conexiones domiciliarias a nivel residencial o mediante enlaces a la red principal de distribución para el abastecimiento de la industria. Las inversiones en las redes de transporte son relativamente elevadas en comparación, por ejemplo, con los oleoductos pues requieren unidades de compresión de alto costo, tubos de especial calidad para soportar las presiones a las que trabaja el gas natural y sistemas de telemando y control sofisticados. El gas se puede almacenar a un costo razonable en los ductos de transporte (pero de manera limitada) o en facilidades de almacenamiento artificiales a un mayor costo (Salt Dome Trap Storage).

10 Proceso de Abastecimiento del Gas Natural (III)
También es posible transportar a mayores distancias el gas mediante barcos tanque en su forma licuefactada (LNG). El gas es enfriado en plantas especiales (cuya construcción demanda fuertes inversiones) a menos de -160 C comprimiéndose en una relación de 1/600 veces, haciendo viable su transporte vía marítima en barcos “metaneros”. Otra tecnología es el transporte del gas natural comprimido en vehículos de transporte terrestre especiales para ser descomprimido a la llegada a los centros de consumo. A esta modalidad se le ha denominado “gasoducto virtual”.

11 Despacho del LNG: de la Producción a la Distribución
Proceso de Abastecimiento del Gas Natural (IV) Despacho del LNG: de la Producción a la Distribución Ductos de Gas Natural Dock Dock Producción de Gas Natural Facilidades de Vaporización y Almacenamiento Facilidades de Licuefacción y Almacenamiento Fuente: FERC (2003).

12 Proceso de Abastecimiento del Gas Natural (V)
1 2 3 4 5 US$ / 106 BTU 1000 5000 km Ducto de Gas de Alto Costo (off shore) Ducto de Gas de Bajo Costo (on shore) GNL Ducto de Petróleo Buque de Petróleo

13 Proceso de Abastecimiento del Gas Natural (VI)
Cadena del Petróleo Cadena Corta y Débil Fácil Compensación de Interrupciones Mecanismos de mercado Incorporados debido a que el petróleo es fácilmente Negociable Patrón de Riesgo: El productor de petróleo tiene muchas opciones para cubrir sus riesgos. Existe riesgo en la capacidad de reserva y en el precio, pero no en la comercialización. Cadena del Gas Natural Cadena Larga y Firme Existe lazos físicamente fijos desde la boca de pozo hasta la boquilla del quemador. Si no hay suministro de gas natural aguas abajo (clientes), entonces no hay ingresos arriba (productor) Grandes Inversiones en la cadena (el gas natural ocupa un volumen 1000 veces más grande que el petróleo para el mismo contenido energético). No suelen existir mecanismos de mercado incorporados para manejar la reserva debido a la existencia de capacidades fijas. Fuente: Espinoza (2006)

14 El Valor del Negocio y las Opciones de Explotación (I)
Los yacimientos tienen una composición variada de hidrocarburos. Los que poseen mayores volúmenes de propano, butano y otros componentes tienen un mayor valor potencial dependiendo del ritmo de extracción de líquidos. Sin embargo, existe un ratio técnico entre la explotación de gas natural seco y líquidos. Si el mercado de gas natural no tiene un potencial tan alto (como la posible exportación mediante la modalidad de LNG), será necesaria la reinyección del gas natural lo cual tiene una serie de inconvenientes. Ello genera que surja una discusión sobre si los proyectos de explotación tienen como componente principal los “líquidos” o el “gas natural seco”. Fuente: Espinoza (2006)

15 El Valor del Negocio y las Opciones de Explotación (VI)
En el diagrama se aprecia la composición del yacimiento de Camisea en volumen y poder calorífico. Del gas natural seco hay que tener en cuenta adicionalmente que un 10% no se podrá utilizar porque se convertirá en vapor de agua. Fuente: Espinoza (2000) En el caso del yacimiento de Camisea se estima que en valor presente los ingresos por los líquidos serían dos tercios del total.

16 Organización y Competencia (I)
Fuente: Urbiztondo (2002)

17 Organización y Competencia (II)
Diferentes productores en la misma cuenca ofrecen contratos flexibles y precios bajos. Posibilidad de introducir comercializadores que realicen un bypass comercial y ofrezcan mejores servicios de atención al cliente, mejor facturación y financiamiento, gas más barato, etc. El distribuidores debe tener el desafío de un bypass físico por parte de los grandes usuarios industriales y centrales térmicas que pueden conectarse directamente a la red de transporte. Ello requiere regular el libre acceso, incluyendo el análisis de los niveles de integración vertical entre las actividades, y no permitir el pass-through automático que desincentiva el esfuerzo de compra de las distribuidora. El desarrollo de una red más compleja incrementará las posibilidades de competencia (entre cuencas, distribuidores y comercializadores) generando un proceso de arbitraje.

18 Organización y Competencia (III)
Factores que pueden inhibir la Competencia Monopolización de la producción en la cuenca. Mecanismo de pass-through automático (desincentiva esfuerzo de compra de la distribuidora). Inexistencia de acceso abierto a las redes de transporte y distribución (monopolización de la capacidad de transporte). Integración vertical entre producción y transporte (preferencias que atentan contra igualdad de acceso – posible “extensión del poder de mercado”). Integración vertical entre distribución y comercialización.

19 Organización y Competencia (IV)
Fuente: Urbiztondo (2002)

20 Organización y Competencia (V)
Distintos productores en distintas cuencas. El bypass comercial tiene más ventajas para algunos grandes usuarios industriales (GUI) porque puede evitar rigideces en los contratos. Los GUI pueden por sí mismos comprar más barato transporte y gas hasta su ubicación que lo determinado en CG2. Los comercializadores pueden ofrecer mejores servicios de atención al cliente, mejor facturación y financiamiento, gas y transporte más baratos, etc. Desafíos al distribuidor vía 3 opciones anteriores (amenaza bypass físico, construcción de red independiente en sub-área e incorporación de inversiones de terceros). Competencia entre transportistas (para llegar hasta CG2). Estructuras “más complejas” (más cuencas y áreas de distribución): se aplican iguales principios (interesante si cuencas no están “en el centro”).

21 Organización y Competencia (VI)
En redes de gas natural desarrolladas la competencia entre proveedores llevaría a la generación de un precio similar entre las diferentes localidades. El arbitraje funcionará mientras exista una conexión entre las diferentes localidades y no existan límites al flujo de gas entre localidades. Sin embargo, el gas natural compite con otros combustibles alternativos como el carbón y derivados del petróleo. Los precios relativos entre estos combustibles dependerán de los costos asociados a la provisión del gas (importación, existencia de vía ductos extensos, abundancia de los recursos). El gas natural no tiene las características de “commodity” a nivel internacional que si poseen los derivados del petróleo. Sin embargo, con la exportación del gas bajo la forma de LNG y el desarrollo de redes donde confluyen varios ductos el grado de “commoditización” del gas natural se estaría incrementando.

22 Organización y Competencia (VII)
Flujos Físicos permanecen prácticamente iguales Compañías de distribución locales (CDL) Productores Ductos Usuarios Finales Más participantes involucrados en las Transacciones Financieras Usuarios Finales dentro del sistema Productores C D L (Precios a Ductos boca de Pozo) Usuarios finales Comercializadores fuera del sistema Transporte Sujeto a Comercialización Empaquetado = Transacciones registradas por el regulador. = Transacciones no registradas por el regulador

23 Evolución de la Industria del Gas Natural en Estados Unidos (I)
Cambios Físicos: Significativo incremento de la capacidad de transporte. Desarrollo de una alta velocidad de entrega y almacenamiento. Desarrollo de nuevos ductos y mayores interconexiones. Una serie de avances tecnológicos. Cambios en la estructura de la industria: Mayor énfasis en el fomento de la competencia y regulación ambiental. Paulatina reducción de los operadores de ductos a solo el transporte. Acceso abierto a los explotadores – desarrollo de nueva oferta. Desregulación de los precios en boca de pozo. Surgimiento de un mercado secundario donde se transa capacidad de transporte.

24 Evolución de la Industria del Gas Natural en Estados Unidos (II)
Estructura de la Industria a inicios del 2000 Millas de Régimen Regulatorio en el 2000 Participantes Tuberías 8000 Independientes Etapa de Desregulación de Precios Productores 24 Principales se inició 1979, concluyó en 1989 Ductos 160 285,000 FERC Comercializadores 260 No Regulado Empresas locales de Gas 1500 833,000 Comisión de Empresas Públicas Usuarios finales Residenciales 53 mill. Comerciales 4.5 mill. No regulado Industriales 40 mil Interestatal: FERC Empresas Eléctricas 500 Intraestatal: Comisiones Estatales

25 Evolución de la Industria del Gas Natural en Estados Unidos (III)
DIMENSIONES DE LA RED INTERESTATAL DE DUCTOS Fuente: FERC (2003)

26 Evolución de la Industria del Gas Natural en Estados Unidos (IV)
DIAGRAMA DEL FLUJO DE TRANSACCIONES incertidumbre Ventas a otros de la misma categoría Productores Centralización de Mercados Compañias Locales de Distribución Importadores/ Exportadores Comercializadores Facilidades de Almacenamiento Consumidores Fuente: FERC (2003)

27 Evolución de la Industria del Gas Natural en Estados Unidos (V)
Efectos de la Reestructuración de la Industria Incremento de la competencia en el mercado. Introducción de nuevos agentes como los comercializadores. Desarrollo de Hubs (puntos de confluencia de ductos donde se genera un precio de referencia en base al cual se firman contratos a fututo como el Henry Hub de Lousiana), así como centros de Comercialización. Creación de oportunidades de mercado en base al manejo de riesgos. Adaptación de Tecnologías. Mayor orientación al consumidor y nuevas estrategias de negocios, incluyendo tipos de contratos. Paulatina reducción de transportistas a operadores de redes.

28 Evolución de la Industria del Gas Natural en Estados Unidos (VI)
Efectos de la Reestructuración de la Industria Desarrollo de instrumentos financieros (contratos a futuro, forwards y derivados): El 3 de abril de 1990 se lanzó en NYMEX el primer contrato de futuros de gas natural. El punto de entrega de este contrato fue el Henry Hub en Erath, Lousiana. En este punto se interconecta el gasoducto Sabine Pipe Line Co con otro doce gasoductos. El éxito de este contrato se debió a la necesidad de cubrir los riesgos de la volatilidad de los precios para las distribuidoras locales y a la ausencia de restricciones de restricciones de capacidad en el punto elegido. Los contratos que toman como referencia este punto permiten gestionar el riesgo por variaciones en los precios entre los puntos de entrega y de salida en cuanto haya correlación entre los precios de compra y de venta con el precio del Henry Hub. En estos mercados participan no sólo comercializadores y productores de gas natural sino empresas dedicadas exclusivamente al trading estos instrumentos financieros.

29 Evolución de la Industria del Gas Natural en Estados Unidos (VII)
Efectos de la Reestructuración: Incremento de la Volatilidad de Precios Mayoristas US$ por Millón de Pie Cúbico

30 Evolución de la Industria del Gas Natural en Estados Unidos (VII)
Efectos de la Reestructuración: Incremento del Consumo de Gas Natural en la Generación Eléctrica

31 La Industria del Gas Natural en el Perú

32 Antecedentes(I) Hasta antes de la entrada en operación del proyecto de Camisea, la industria del gas natural tuvo un desarrollo más bien limitado restringiéndose a las actividades de generación de electricidad y suministro en la zona de dos yacimientos: Yacimiento de Aguaytía: localizado en la provincia de Curimaná – Ucayali (a 77 km de Pucallpa (lote 31-C). Reservas posibles 0.44 TPC de Gas Seco (terapies cúbicos). 20 millones de barriles de LGN. Abastece a la empresa generadora Termoselva (161.5 MW en una central a ciclo simple), de propiedad del mismo grupo inversor (Maple). Yacimientos de la Costa Norte Continental: localizados en el cuenca petrolera de Piura y Tumbes. El gas natural se haya asociado al petróleo. Reservas Probables: TPC. Abastece a EEPSA (Empresa Eléctrica de Piura) del grupo Endesa (111 MW a gas natural en una central a ciclo simple).

33 Antecedentes(II) Las reservas probadas a diciembre de 2008 son cercanas a los 17 TPC, existiendo reservas no explotadas en la zona noroeste (cercanas a 5 TPC) y en la selva central y sur existe un potencial importante cuya magnitud real solo se sabrá con el avance de las actividades de exploración. Se estima un total cercano a los 40 TPC. * Datos proporcionados por los operadores. Fuente: MEM En la actualidad empresas como Petrobras y Repsol se encuentran explorando en la selva peruana en zonas cercanas a Camisea.

34 El Proyecto Camisea El yacimiento de Camisea está localizado en la provincia de La Convención – Cusco. Campos de San Martín y Cashiriari (lote 88). Reservas Probadas: 10,7 TPC (Terapies Cúbicos). Entrada en Operación: Agosto El potencial energético de Camisea equivale a aproximadamente 2,500 millones de BEP (barriles equivalentes de petróleo), cerca de 50 años del consumo nacional de petróleo. Camisea permite contar con: Gas Natural Seco usado en generación eléctrica, calor, vapor para procesos industriales, industria petroquímica. Combustibles líquidos: principalmente Nafta, Turbo Jet, y GLP. Producción Inicial: 200 MMPC de Gas Seco y 27,000 BPD. Producción actual es cercana a 300 MMPCD de Gas Seco y 35,000 BPD.

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37 Diseño de Mercado y el Proyecto de Camisea
Se optó por la separación vertical de las actividades de explotación, transporte y distribución. Se establecen tarifas reguladas para el ducto de transporte y distribución principal basadas en costos medios de largo plazo. Esquema de Camisea: Dado el mínimo desarrollo del mercado de gas natural en el Perú se establecieron medidas de promoción como la garantía de ingresos de los operadores de ductos. Se establecieron precios máximos para el gas en boca de pozo en el contrato de concesión, dada la existencia de un solo operador de campo. El explotador tiene un concesión por 40 años, el transportista de 33 años. Se establece la exclusividad de 10 años del explotador para usar los ductos. Luego de este período se obliga al acceso abierto a la tarifa regulada. En el transporte y la distribución la tarifa reconoce el costo del servicio (inversión más valor presente de los COyM), actualizada al 12%. Marco Normativo General Camisea Ley Nº 27133, Ley de Promoción de la Industria del Gas Garantía de ingresos mínimos de la Red de Principal de Ductos, los cuales estarán a cargo de los usuarios eléctricos a través de un peaje adicional. Reglamento de Transporte (DS EM/DGH) Plazo de Concesión: 60 años máximo y 20 años mínimos; prorrogables en plazos de 10 años. Tarifas máximas reguladas por la GART – OSINERG. Diferentes tipos de tarifas para el uso de la red principal de ductos de transporte (generadores eléctricos y otros usuarios – industriales, comerciales o residenciales). Tasa de Actualización de las inversiones: 12% en soles reales. Reglamento de Distribución de Gas por Red de Ductos (DS EM DGH). Consumidor Regulado y Consumidor Independiente (el que puede adquirir gas directamente del productor). Las tarifas máximas son reguladas por la GART – OSINERG (ex – CTE). El plazo máximo de la Concesión es 60 años, mínimo 20 años. El Margen de Distribución se basa en la Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo de las inversiones necesarias para la instalación del servicio y una tasa de actualización. Este será determinado por la GART – OSINERG y las tarifas maximas seran calculadas cada 4 años. Las tarifas diferenciaran las distintas modalidades de distribucion (alta, baja presion, etc). Requisitos de calidad para el gas. Se norma costo y responsabilidad por la acometida. Se separa en el costo el transporte, el precio del productor y el costo de la acometida.

38 Estructura del Suministro del Gas Natural
Elaboración: Vásquez Cordano.

39 La Actividad de Transporte
Capacidad de Transporte del Ducto de Gas Natural por Tramos 32” 24” 18” 427 MMPCD 300 MMPCD 1 179 MMPCD MALVINAS Km 208 AYACUCHO Km 518 PISCO Km 730 LURÍN Km 00 Fuente: OSINERGMIN

40 Tarifas del Gas Natural y Régimen Regulatorio
Precio a Boca de Pozo Los precios base en boca de pozo se fijaron en el Contrato de Explotación. La subasta fue adjudicada al operador que ofreció el mayor porcentaje de regalías al Estado (37.24%). Se estableció una menor tarifa para los generadores eléctricos con el objetivo de promover el uso del gas en el sector eléctrico (de US$ 1.0 MMBTU versus US$ 1.8 por MMBTU para los otros clientes). Se actualizaban en base a la evolución del precio de una canasta de petróleos residuales del Golfo de México. Luego se cambió la fórmula por una asociada a los costos en el sector energético. El productor ha llegado a acuerdos diferentes con los clientes sobre la aplicación de estas modificaciones dadas luego de la firma de los contratos. Para el gas natural vehicular viene cobrando US$ 0,8 por MMBTU.

41 Esquemas de Promoción: Contratos “Take Or Pay”
Electroperú (empresa estatal) firmó un contrato “take or pay” por 70 MMPCD (pago mínimo de 56 MMPCD). Los generadores privados tenían problemas para asumir estos contratos dada la alta variabilidad del despacho (dependencia de hidrología). Otros consumidores “iniciales” firmaron también este tipo de contratos. Evolución del Consumo Central Térmica de Ventanilla (Proyección Modelo Perseo) Contratos “Take or Pay” para Clientes Iniciales 80,000,000 70,000,000 60,000,000 50,000,000 40,000,000 PCD 30,000,000 20,000,000 10,000,000 Ago-04 Oct-04 Dic-04 Feb-05 Abr-05 Jun-05 Ago-05 Oct-05 Dic-05 Consumo Gas Ventanilla Factor "Take or Pay"

42 Tarifas del Gas Natural y Régimen Regulatorio
Transporte y Distribución en Alta Presión Se basa en una ecuación de ingresos = costos a lo largo de la vida del proyecto (especie costo medio de largo plazo). donde CS: Costo del Servicio, D(Real): Demanda Real Proyectada, r: Tasa de Descuento (12%), Inv: Inversión del Proyecto, COyM: Costo de Operación y Mantenimiento

43 Esquemas de Promoción – Garantía (I)
Pago de la Garantía por la Red de Ductos Principal La Garantía surgió por la necesidad de asegurar un flujo de ingresos estables para el transporte del gas a fin de hacer viable la participación de inversionistas privados dada la reducida demanda inicial. La garantía cumple la función de reducir el riesgo comercial sobre los ingresos del transportista, y facilitar el financiamiento del proyecto. La Garantía viene a ser la diferencia entre los ingresos garantizados, producto de la “Tarifa Base” por la demanda garantizada, y los ingresos realmente obtenidos por los concesionarios. Esta diferencia es cubierta con un cargo a los usuarios de electricidad. Dada la poca demanda inicial esperada, se realizó un adelanto en el pago de la garantía para evitar un salto abrupto en las tarifas eléctricas en Noviembre del 2002.

44 Esquemas de Promoción - Garantía (II)

45 Esquemas de Promoción - Garantía (III)
Pago de la Garantía por la Red de Ductos Principal El cargo por la garantía se obtiene de dividir la garantía anual estimada entre la máxima demanda de electricidad, convirtiéndolo en un pago en US$ por MW - mes. Esta se extinguirá cuando el ingreso real sea mayor que el ingreso garantizado. Ingresos Reales Proyectados con Exportación de LNG US$ Ingresos Reales Proyectados Ingreso Garantizado Garantía A ñ os 7 14 (estimado)

46 Categorías Tarifarias Reguladas
Caso Calidda

47 Diseño Actual de las Tarifas Finales
La red beneficia a todos los clientes y su diseño obedece al conjunto. Al existir altos costos fijos, el pago de la red se produce a largo plazo. La pérdida de un grupo de clientes (categoría) origina la pérdida de ingresos de la empresa que en el recálculo de la tarifa (para garantizar que los ingresos sean iguales a los costos) originará un mayor pago de los que se mantienen conectados. El modelo de tarifas busca discriminar entre los tipos de cliente de tal forma que el ahorro de los consumidores por usar el gas natural sea en igual proporción. Se determina una “seudo” curva de demanda de cada categoría de consumidor restando al Precio de Sustituto (GLP, D2, R6) los costos del Traspaso (Gas + Transporte)

48 Modelo de Asignación de Costos
Saldo que permite cubrir las Redes de Distribución Precio del Sustituto menos Costos de Conversión Precio de la Energía Traspaso = Gas + Transporte Consumo Típico por Cliente A B C D Categorías de Consumidores

49 Modelo de Asignación de Costos
Precio que permite recuperar los costos de distribución Sustituto menos Traspaso Precio de la Energía Ahorro qA Consumo Unitario Consumo Típico por Cliente qB qC qD

50 Modelo de Asignación de Costos

51 Caso Calidda US$/Cliente 66 131 197 Gas Pluspetrol
Consumidor Doméstico - Costo de la Tubería de Conexión y Acometida (Regulado) Gas Pluspetrol Monto que debe pagar el usuario para conectarse al sistema de distribución. Transporte TGP Distribución AP Red Común De Cálidda Distribución BP US$/Cliente Tubería de Conexión 66 Conexión a Clientes Acometida 131 197

52 Costo Medio de la Distribución de Cálidda (CMe)
Caso Calidda Costo Actualizado de 4 años CMe Demanda Actualizada de 4 años (US$) CMe (Miles m3) CMe 23,48 US$/Mil m3

53 Distribución: Tarifas Únicas
Caso Calidda

54 Competitividad del Gas Natural Versus Sustitutos
Caso Calidda

55 Evolución Reciente y Perspectivas Futuras

56 Problemática Reciente
El proyecto de Camisea ha traído ya importantes beneficios para el país. Sin embargo, a partir del año 2007 se enfrentaron algunos problemas: La demanda del ducto se acercó a la capacidad de diseño del ducto en el tramo de Pisco a Chilca. La capacidad era principalmente interrumpible debido a que el ducto no se utilizaba en niveles cercanos a su máxima capacidad. Esta nueva situación obligará al mercado a migrar a un esquema de contratos a firme. El concesionario está obligado a ampliar la capacidad (construir un ducto adicional) cuando el crecimiento de la demanda lo requiera. Sin embargo, argumenta que esta solamente procede cuando la capacidad contratada a firme supere la capacidad del ducto.

57 Crecimiento de la Demanda de Gas Natural
A partir del 2007 se observa cambio en la tendencia La estacionalidad de la demanda se marca en el mes de mayo de cada año: ciclo hidrológico.

58 Uso del Gas Natural de Camisea por Tipo de Cliente
Límite del Ducto de TGP

59 Evolución de la Capacidad Contratada
Fuente: GFGN - OSINERGMIN

60 Situación Actual del Mercado (I)
Fuente: OSINERGMIN

61 Situación Actual del Mercado (I)
Fuente: OSINERGMIN

62 Proyecto de Kuntur (I)

63 Proyección total de la demanda
4% mayor que Kuntur Capacidad total en cifras nominales: MMPC

64 Proyecto de Kuntur (III) Resultados
Concepto Millones Inversión (*) 1.332 Impuesto a la Renta 484 O&M 371 Costo Total 2.187 Ingreso Total TB = = Demanda Actualizada (8 años) = Millón PC 2,50 US$ / Mil PC Periodo de Regulación: 8 años Tarifa Básica por Capacidad o Firme = 2,50 US$ / Mil PC Tarifas Básicas Interrumpibles: Tarifa Interrumpible = TB Firme Factor de Carga Generadores Eléctricos: Factor de Carga 70% Otros Consumidores: Factor de Carga 80% Tarifa Básica Interrumpible GE = 3,58 US$ / Mil PC Tarifa Básica Interrumpible Otros = 3,13 US$ / Mil PC

65 Resultados: Kuntur – Osinergmin y Proinversión
Proyecto de Kuntur (IV) Resultados: Kuntur – Osinergmin y Proinversión

66 Demanda de Gas Natural (Millones de m3)
Perspectivas Futuras (I) Sectores Demanda de Gas Natural (Millones de m3) Nuevos Clientes 2008 2009 2010 2011 Residencial 2.7 5.6 8.7 13.2 11871 12070 15946 23484 Transporte (GNV) 137.3 202.7 256.7 302.5 Comercial Categorìa A 0.2 0.5 0.7 1.1 101 141 150 Categorìa B 2.2 3.8 7.5 89 129 130 Industrial 5 6.4 8 10.8 27 14 35 38 Categorìa C 169.5 182 207.8 227.8 32 23 21 Categorìa D 135.2 171.8 246.4 255.7 2 12 4 Categorìa E 32.4 158.8 234.6 246.3 1 Fuente: GART-OSINERGMIN. Basado en el estudio presentado por Càlidda en el procedimiento de fijaciòn de las tarifas de distribución de gas natural en Lima y Callao. Elaboración: Oficina de Estudios Econòmicos-Osinergmin

67 Perspectivas Futuras (II)
Los resultados positivos y el crecimiento de la demanda de gas natural han motivado que el Consorcio decida ejecutar la segunda ampliación de las plantas de Malvinas con el objetivo de incrementar la capacidad de procesamiento de GN (470 MMPCD adicionales de gas seco) y LGN (35,000 barriles adicionales por día) con una inversión de US$490 millones para el 2012. Así, la capacidad de procesamiento de Malvinas llegaría hasta los 1,580 MMPCD de gas seco y 120,000 barriles de LGN por día. Asimismo, el Consorcio cuenta con un plan de inversiones en exploración en los Lotes 56 y 88 por cerca de US$516.7 millones (US$147.7 millones en el Lote 56 y US$369 millones en el Lote 88) entre los años 2010 y 2014, con la finalidad de obtener nuevos pozos exploratorios, permitiendo incrementar el nivel de reservas certificadas. Por último, se tiene un plan de inversiones por US$635 millones en Cashiriari con el fin de obtener diez nuevos pozos, el incremento de compresión en Malvinas y la construcción de tuberías para conectar los pozos de Cashiriari con Malvinas.

68 Perspectivas Futuras (III)
Capacidad de Transporte del Ducto de Gas Natural con Perú LNG Planta de Licuefacción - Pampa Melchorita (PLNG) FLUJO DE ENTREGA: 620 MMPCD PRESIÒN MÀXIMA 140 bar PRESIÒN MÀXIMA 147 bar PRESIÒN MÌNIMA 40 bar 34” 32” 24” ” Humay FLUJO DE ENTREGA: 480 MMPCD 24” FLUJO DE ENTREGA: 50 MMPCD Chiquintirca (EC 140 bar) Malvinas Pampa Melchorita (PLNG) Chilca Pisco Lurín Km 00 Km 208 Km 521 Km 594 Km 700 Km 730 Fuente: Osinergmin Elaboración: Oficina de Estudios Económicos - Osinergmin

69 Comentarios Finales (I)
El Perú enfrenta una nueva etapa en el desarrollo de la industria del gas natural luego de un primer momento basado en esquemas de promoción. El reto es generar reglas que incentiven la inversión en la industria pero que terminen beneficiando al país. En este sentido existen algunos puntos de discusión como: - Evaluación del mejor uso del gas natural teniendo en cuenta la incertidumbre sobre las reservas, sus usos alternativos (en particular la industria petroquímica) y el importante potencial hidroeléctrico (sólo se ha aprovechado un 5%). - La necesidad de monitorear y planificar el desarrollo de las redes, incluyendo su relación con otras redes como la transmisión eléctrica.

70 Comentarios Finales (II)
Identificar un mecanismo adecuado para determinar el desarrollo de ductos y expansión de las redes (incluyendo ramales): inclusión o no garantías de ingresos, uso de fondos estatales. Analizar los mecanismos de formación de precios: Boca de pozo: ¿precio libre con topes? Transporte: tarifa unificada versus tarifas diferenciadas Distribución: compatibilidad de esquema de empresa modelo y modelos de incentivos con la necesidad de expansión. Mejorar las técnicas de supervisión en la construcción y operación de ductos (teniendo en cuenta importancia de problemas geológicos)

71 Posible Extensión de la Red del Gas Natural en el Perú
Comentarios Finales (III) Talara Posible Extensión de la Red del Gas Natural en el Perú Piura Aguaytía Chiclayo Trujillo La Oroya Tarma Jauja Transporte Chimbote Camisea 15% Huancayo Eléctrico Huancavelica Lima 53% Ayacucho Industrial 32% Quillabamba Andahuaylas Pisco Abancay Cusco Ica Nazca Ilo , Arequipa , ) Puno ( Marcona Moquegua , Tacna